协调控制有以下五种控制方式.doc

协调控制有以下五种控制方式：1、炉跟机方式（BF）。2、机跟炉方式（TF）。3、协调炉跟机方式（CCBF）。4、协调机跟炉方式（CCTF）。5、机炉手动方式。 控制方式之间通过负荷管理中心（LMCC）由运行人员实现无扰切换。当锅炉主控自动，汽机主控手动时为BF方式，锅炉主控控制机前压力；当汽机主控自动，锅炉主控手动时为TF方式，汽机主控控制机前压力；当锅炉主控自动，汽机主控再投入自动时为CCBF方式，锅炉主控控制机前压力，汽机主控控制负荷；当汽机主控自动，锅炉主控再投入自动时为CCTF方式，汽机主控控制机前压力，锅炉主控控制负荷。每种方式下均有相应的调节器自动，其余的调节器跟踪。协调方式下当因辅机故障发生RB时，锅炉主控自动将目标负荷降至正在运行的辅机所承担的负荷水平（即RB目标值），汽机主控则自动控制机前压力至设定值，RB结束后机组维持CCTF方式。 负荷管理中心（LMCC）可接受的机组负荷指令有：运行人员设定的目标负荷；电网负荷调度指令（AGC）；RB目标值。 炉跟机调功控制方式下又有定压和滑压运行两种方式选择，各种方式之间的相互切换均做到平衡无扰动。 4. CCS与DEH接口 机组处于协调控制方式时，DEH接受来自CCS的增大/减小脉冲信号改变DEH负荷设定值，从而改变调门的开度以实现外部负荷的要求。由于华能嘉祥电厂DEH（汽轮机数字电液调节）选用的是美国西屋公司的OVATION控制系统，因此CCS与DEH之间存在接口问题。CCS与DEH之间的接口信号全部采用硬接线连接。 CCS与DEH接口的工作过程如下： 首先，CCS判断“机组指令与DEH来的负荷参考偏差不大”和“负荷参考信号品质好”如果两个条件同时满足，则CCS发出“CCS遥控允许”信号到DEH。 其次，DEH判断：如果“机组已并网”、“DEH在自动方式下”、“DEH无RB信号发生”、“CCS遥控允许”条件同时满足，此时操作员按下“遥控投入”按钮，则DEH发出“遥控请求”信号到CCS。 CCS收到“遥控请求”信号后，立即切除汽机主控制器跟踪的负荷参考信号（跟踪的目的是实现无扰动切换），汽机主控制器即可根据负荷指令与负荷参考信号的偏差发出“CCS增大”或“CCS减小”脉冲信号改变DEH调门开度。 5. 实际运行控制效果 目前，华能嘉祥电厂的协调控制系统已经经历了较长时间的运行，投运效果良好，以下是部分控制效果图表和数据。 图2是协调控制系统在CCBF方式下，变负荷率5MW/min，负荷220MW-300MW-250MW扰动实验曲线；表1是该图的部分实验数据。 快车下载未命名2.bmp：图2：CCBF方式下，变负荷率5MW/min 220MW-300MW-250MW响应曲线 表1 ：图2的实验数据 快车下载未命名22.bmp：该实验的开始时间为15:27，调节结束时间为16:03历时36分钟，其中机前压力最大偏差出现在15:43，最大偏差为0.67MPa，低于+0.8MPa（变负荷率5MW/min时的要求限值）。这个偏差是调节系统为了快速适应负荷，动态过开汽机调门时出现的。功率最大偏差为4.07 MW，这一点也充分体现了快速响应负荷的设计理念。 图3是协调控制系统在CCBF方式下，AGC指令220MW-300MW响应曲线快车下载未命名3.bmp： 图3：AGC负荷响应曲线 220MW-330MW 变负荷率5MW/min 表2 ：图3的实验数据快车下载未命名4.bmp：该实验的开始时间为16:10，调节结束时间为17:20历时70分钟，其中机前压力最大偏差出现在16:25，最大偏差为0.77MPa，低于+0.8MPa（变负荷率5MW/min时的要求限值）。功率最大偏差为2.3 MW。从图中还可以看出，协调控制系统对AGC指令的响应迅速、准确，符合电网调度要求。 6. 结论 协调控制策略的设计思想,是将锅炉和汽轮发电机组看作一个整体，作为协调控制系统的调节对象。当电能需求发生变化时，首先将需求信号送到汽轮机控制系统，改变汽轮机的调节门的位置，充分利用锅炉的蓄热量向电网输送所需能量。同时将能量需求信号送到锅炉燃料控制系统，绕过锅炉各环节的动态响应，提前改变燃料量，实现能量需求的预平衡，然后通过调压系统进行二次调整，实现能量的最终平衡。这种平衡控制策略能够快速响应外界负荷的要求，同时又最大限度地减小了机前压力波动。我国已进入大电网大机组的时代，这种先进的控制策略正越来越广泛应用到大型机组控制中。